油田地面工程数字化建设方案优化探索

油田地面工程数字化建设方案优化探索摘要：油田的生产环节是石油企业管理中的重中之重，由于油田的基础设施地理分布性较广，各区域地理环境和地质条件差异性较大。因此，生产指挥与决策在已知生产动态信息的基础上，与具体的远程实地三维地理信息相联系，将大幅提高油田企业生产管理的科技化程度，达到事半功倍的效果。油田在生产开发过程中，安全性保障是首要任务，对于各种灾害的预案制定与快速反应是减少灾损失的关键。关键词：地面工程数字化；建设方案；优化引言近年来，油田开发逐步加大数字化建设力度，按照试点先行、规模推广、持续优化、深化应用的建设路线推进数字化建设。但是，由于部分油田开发年限较长，开发方式及采出液处理工艺复杂，井、间、站场建设周期跨度大且数量多，面临的生产成本压力大，数字化应用程度仍处于较低水平。为了紧跟互联网大数据时代的前进步伐，早日建成数字油田、智能油田、智慧油田，急需加快油田数字化建设步伐，推进建设进程。通过优化数字化建设方案，固化数字化建设模式，为大规模推广数字化建设积累经验。1油田地面建设难点剖析油田地面建设经过多年探索与经验总结，目前已形成自身建设特点。国内页岩气田生产早期的压力和产量较高，短时间内压力和产量会很快衰减至较低程度，这使页岩气地面初期建设的设计规模难以同时与其早、中、后期等3个生产阶段的实际产能相匹配。地面工程总体布局和规模难以合理设计与确定，生产早期投入的高等级大规模地面设备在短期内即会面临功能过剩，容易导致设备投资成本较高和运行效果不理想。因此，地面集输系统必须具备高度的灵活性和可扩展性，以保证地面设备可以重复利用。同时，页岩气的非常规特性使得滚动开发时的新井、加密井等接入管网后的产能波动大，地面集输规模和站场布置需要进行不断地调整，以适应产能动态变化的要求，并且页岩气田井站布置选址、集输规模和集输半径等不确定因素的综合性影响，导致站场布局和管网形式的确定难度较大。因此，需要针对页岩气田地面工程建设进行深度剖析，划分地面建设界面，采取新的地面建设模式解决地面建设难点及矛盾，以实现地面钻井、压裂测试、地面设施建设等各个作业环节的衔接，便于地面工程统筹规划、统一组织管理、地下地面统一，使得页岩气田安全、高效和经济开采运行。2存在的问题（1）单体模型规模庞大不成体系。完成全厂三维模型，但相对关系无法体现，具体使用还停留在浏览阶段，不能为生产管理提供指导，（2）设施设备信息单一。只具备图形数据，站场、单井、道路模型没有详细的属性数据支持，在分析与决策支持方面的能力相对较弱，（3）油田设施不完善。缺乏地下管网的空间信息，不能有效的形成地上地下一体化的管理模式，在油田通用三维空间信息的网络化与标准化等方面有待进一步完善。3数字化建设思路3.1优选井、间数据采集通信技术对于油水井，计量间，阀组间等井、间的数字化建设，需在井场和间内增加压力变送器、温度变送器等仪表设备进行相关生产运行数据采集。现场仪表信号传送至控制设备的方式有电缆传输及无线信号传输两种。根据相关规范的要求，同时考虑到现场施工及井口作业的方便性，现场仪表以无线传输方式为主。通过对井、间设置的现场无线仪表应用技术进行对比后，优选WIA-PA技术（一种面向工业过程自动化的工业无线网络标准技术）和Zigbee技术（一种应用于短距离和低速率下的无线通信技术）作为现场无线仪表采集技术。这两种技术均为采用2.4GHz频段的无线网络通信协议，在现场仪表内嵌入相应Zigbee或WIA-PA通信模块，通过无线电磁波可以实现数据上传。3.2埋地管网补充完善利用GPS-RTK测量仪对区域内的工程数据（单井、管道、电力设施、道路、供排水设施等）进行现场测量和记录，现场同步收集部分属性数据，针对站（间）以上管网采取先探测后测绘的方式进行。对管道根据管径、输送介质、埋深等信息进行三维建模[根据起点、拐点、终点等空间信息精确定位到影像图中，反映管线真实走向的同时体现了与周围自然环境的关系。3.3采集点位设置2016年12月发布SY/T7352—2016《油气田地面工程数据采集与监控系统设计规范》，该规范主要对石油行业的井站生产运行数据采集与监控要求进行了规范。站场采集点位依据《油气田地面工程数据采集与监控系统设计规范》对各类站场具体的检测和采集参数进行规定，重要工艺参数全部进入站控系统统一管理。3.4安防能力提升为了探索数字化建设、油田保卫技防、生产管理紧密结合的管控模式，将相控雷达与光学成像技术高度融合，根据监测管辖范围内的雷达系统，快速定位偷盗位置，并根据油田路网拓扑图，快速制定导航路线，监测面积在安防雷达全部实施后可达519km2，有效降低盗油盗电案件发生。3.5优化注水井实施方案注水井参数采集实施方案分为采集型和控制型，根据生产的不同需求进行优化选用。采集型对注水井油压、瞬时注入量、累计注入量进行采集及数据上传；对注水量需实时监控和精确调整的注水井，采用控制型，在采集型基础上，增设注水量实时远程自动调节功能。在示范工程建设时，根据生产实际需求进行实施方案优选，如，大庆采油五厂数字化建设工程中，由于杏南地区注水量相对稳定，单井调节频次较低，因此按照采集型采集注水井单井压力与流量数据，采用电池供电，降低工程投资；而高台子油田和太北作业区注水井注水量调节较为频繁，采用控制型，在对注水井单井压力与流量数据进行采集的同时，增设流量控制装置，实现注水量实时远程自动调节。结束语油田实现自动感知、预测预警、业务协同、决策优化的智能化应用，需要通过数字化建设，建立各生产环节自动化、可视化系统，采集生产实时数据，达到全面感知的目的。智能化应用将在此基础上，应用以数字技术为基础的云计算、大数据、人工智能、物联网、区块链等新兴技术，研发生产运行、节能降耗、措施管理、综合调整、安全预警辅助分析软件，从而实现生产、开发的智能一体化管理，推动油田由数字化向智能化转型。参考文献[1]张锋,江飞,董江洁,李英杰,王伟,王佳佳,崔新强.数字化工厂移交系统在油气田工程建设中的研究和应用[J].油气田地面工程,2019,38(11):107-111.[2]梅刚.油气田智能化建设初步构想[J].世界石油工业,201